摘要：以鄢陵县电网改造中的技术对策为例，强调县级电网建设中要注重调度自动化、配网自动化、变电站自动化的建设，为打造智能化坚强电网夯实基础。
1 引言
鄢陵电网始建于1965年，自1998年始，历经经过一、二期农网改造、县城电网改造、新农村电气化及农网升级改造工程建设，现已形成了以220KV变电站为主供电源，110KV变电站为供电枢纽，35KV变电站为中心的输配电网络骨架。目前，鄢陵县投入运行的220KV变电站有1座，主变容量为180兆伏安、110千伏变电站2座，主变容量为103兆伏安、35KV变电站8座，主变容量为75.75兆伏安;建成的10KV及以上线路75条，线路总长度为1207千米;建成有电力调度通信中心一个;各类配电变压器1836座，总容量为260.718兆伏安。现用的电压等级为220KV、110KV、35KV、10KV及0.4KV。
2 电网总体评价
鄢陵县电网内无水电站和厂矿企业自备电源，所需电力电量全部靠电网供电。鄢陵电网负荷主要以居民生活用电为主，工业负荷比重小，负荷分散，让峰、避峰能力较差。
从电网系统的规模来看，基本能满足鄢陵县人民群众的生产和生活用电。长期以来，由于受历史、体制及地方政府产业发展政策等多方因素的影响，鄢陵县用电基础薄弱，用电水平较低，电量小、规模小，直接导致电网改造投入资金严重不足，网络结构不能及时得到优化，陈旧设备甚至国家明令淘汰的电气设备不能得到更新改造，而且随着鄢陵社会经济的快速发展，供电高峰时现有的电网不堪负重，电网系统供电可靠性较差、线损偏高不下，电网发展缓慢，电网整体网络结构薄弱。
3 电网存在的主要问题
鄢陵电网与先进兄弟县(市)电网相比，存在的主要问题是：
3.1 网络结构薄弱
目前，鄢陵电网仅能满足全县人民群众的生产和生活用电，供电电源点少，调节能力差，已建成的两座110千伏变电站均位于县域北部，南部一带无110千伏网络，致使鄢陵县南部4座35千伏变电站处于供电末梢，线路较长，损耗较大。
35千伏电网中的8座35千伏变电站，虽有2座已实现双电源供电，3座实现双回路供电，但仍有3座35千伏变电站是单回路、单电源点供电(陈店站、红旗站、三岗站)，35千伏电网大部分为单电源的辐射式供电，电网比电网结构不合理，负荷转移能力差，事故、检修停电范围大，转供电能力差，安全水平与自动化水平低，供电可靠性上达不到农网供电安全N-1准则的要求。虽然近几年投入了部分资金对变电站实施了技术改造和设备更新，采用了“新技术、新设备、新工艺”，对电网的可靠性有了一定程度的提高，但由于基础差、投入资金有限，整个电网网架结构没有从根本上得到完善。
部分配电线路由于建设时间早，存在供电半径长、老化严重、线径小、负荷超载、损耗大等现象，而且配电线路大部分为辐射式供电，没有形成手拉手的环形供电网络，“卡脖子”问题依然存在，同时存在导线与建筑物、线与树之间安全距离不够、私拉乱接、危及居民人身等安全隐患，供电安全可靠性较差，电能质量不能保证。
工农混用10千伏线路大量存在，无法实现相对分开，重点企业用电得不到保障，往往线路的一点故障就会给线路上的企业和群众的生产生活带来一定影响。
3.2 电能质量差，损耗较大
近几年鄢陵电网用电负荷急速增长，平均年电量增长率达20%以上，现有的配电网由于供电半径长、线径小、配电变压器偏离负荷中心、配电设备部分陈旧落后，存在大量高耗能设备(电网中有151台S7型及以下高耗能变)、无功补偿少等诸多原因，直接导致系统线损率居高不下，如个别配电台区线损率达到10%，严重处于警戒线以下。
3.3 设备陈旧，技术水平相对落后，自动化水平较低
鄢陵电网部分变电站建设年代较早，目前，这些变电站一次主开关设备仍然为多油断路器，没有实现无油化要求，与电力系统技术先进、安全可靠的真空开关、SF6断路器相比较，一次设备落后先进水平10年以上。35千伏陈店站10千伏出线刀闸，由于运行年限长，老化严重，经常出现故障。
110千伏鄢陵站、35千伏张桥站保护装置目前采用电磁式常规继电保护，运行时限超过二十年，二次设备没有更换，保护动作可靠性和灵敏性不高，与相临保护时限配合较困难，严重影响着鄢陵电网安全可靠稳定运行。另外，彭店站、三岗站、马栏站使用的是许继生产的PSU-2000系列微机保护装置，至今已使用9年。张桥变电站的两台主变由于相序不同，无法并列运行。
鄢陵电网整体上自动化水平较低，调度自动化系统不完善，如通讯、通信网络比较薄弱，目前仅建成县调主站→35千伏花都站通信光缆和县调主站→35千伏陈店站调度通信光缆，马栏站、张桥站、只乐站、三岗站和彭店站5座35千伏变电站使用的还是传统的输配电线路载波等调度通信方式。仅有110千伏变电站实现了遥测、遥信功能，根本实现不了“五遥”功能即遥测、遥信、遥控、遥调、遥视。
配网自动化基本上处于零起步，仅处于试点阶段，环网供电能力不强，只有县城区域能达到“手拉手”环网供电，绝大多数配网线路没有形成环网供电，供电可靠性差，负荷高峰时期，负荷转移困难，电网运行方式单一。
3.4 用电水平骤增，主变负荷率偏高
主变容量不足，主变负荷率偏高现象日益严重。2011年应峰度夏、应峰度冬期间110千伏鄢陵站、110千伏梅乡站、35千伏花都站、35千伏陈店站主变均出现过负荷现象。其中，35千伏花都站主变负荷率已高达120%，如不及时增容，除了无法保证主变的经济运行、增加损耗外，安全运行隐患十分严重，直接威胁着系统供电的安全可靠性，极易发生大面积停电事故。
4 电网改造的主要技术措施
当前，随着社会经济的快速发展，鄢陵电网用电负荷激增，2012年鄢陵电网最大负荷预计达12万千瓦左右，同比增长27%左右。加之城镇化及农村的现代化工业、农业正在崛起,使得电网配置与当地经济发展之间的矛盾日趋突出，电网运行方式也日渐复杂，因此原有的调度方式和管理方式已无法适应这种客观需要。近年来鄢陵电网虽有很大改善，但仍存在着电网结构薄弱、安全可靠性不高、线路损耗较大、电能质量较差等问题，亟须采取有效的技术手段进行改进和提高。因此，我们要着眼发展、更新观念、解放思想，紧跟新形势的发展，加快发展电网自动化建设，全力打造配置完善的调度和配网自动化系统，彻底解决目前存在的问题,早日建设一个坚强的县级电网, 同时逐步实现农网智能化，为全县政治、经济发展打好良好的基础。
4.1 优化网络结构，确保电网可靠安全
2011年7月，随着河南省首座220千伏智能化变电站-兴国寺220KV变电站在鄢陵县的顺利投产运行，有效解决了鄢陵县电网结构严重薄弱的问题，供电可靠性有了一定保障。特别是近几年的新农村电气化和农网改造升级工程，大量新设备、新工艺、新技术得到了应用，采用了可靠、先进、环保的智能设备以及最新的自动化技术。随着主干网架及联络线的建设与改造，电网结构和布局日趋合理，5座变电站可实现互为备用，电网整体输送能力和供电可靠性有了极大提高，这些都为下一步鄢陵电网改造奠定了基础。优化电网结构，要通过增加变电站布点、解决变电站单电源问题、实现无人值守等技术措施来提高供电能力和质量，高压配电网应采取以220kV变电站为中心、分片供电的模式，逐步建成“结构优化、布局合理、运行可靠、供电质量高、电能损耗低”的新型农网。
4.2 提高电网装备水平
积极采用新技术、新设备，如真空断路器、SF6断路器、柱上真空开关、金属氧化物避雷器、硅橡胶绝缘子、交联电缆等，减少因设备质量问题、试验周期短造成的不必要停电，对老旧变电站进行无油化改造，依靠科技进步逐步实现输、变、配电设备的状态监测和状态检修，通过在线检测、严密指导清扫、带电测温、油务监督等先进的技术手段和科学的分析评估方法，掌握设备的性能，指导设备的检修;变电设备涂刷RTV，延长清扫周期。
4.3 强化调度自动化和配网自动化的建设
新一代电网调度自动化系统应立足于具备基本的数据采集监视(SCADA)、遥控安全约束、拓展无功优化网络拓扑潮流计算负荷预计、运行设备在线状态监测等功能和远程诊断维护功能。并逐步向无功电压控制(AVC)等高级应用功能扩展。实施WEB发布功能，必须安装物理隔离装置。新一代的集SCADA/DMS、调度管理、电能量计费于一体的电网调度自动化系统，应综合考虑稳定性、实用性、易维护性、技术先进性、灵活性、安全性等因素，软件能适应多种硬件设备并能跨操作系统和数据库平台运行。同时，应积极推进配网自动化系统的建设，配网自动化系统应在配电网规划的基础上，统筹规划、分步实施，以配电网监视与控制(SCADA)、馈线自动化(FA)基本功能为主，具备扩展配变监测功能、配电设备管理(DMS)、地理信息系统(GIS)接口能力，尽量减少配电网故障停电时间，条件具备时配置调配一体化系统。
4.4 强化变电站自动化和无人值班变电站的建设
所谓变电站自动化是指将变电所的控制装置、信号装置、测量仪表、保护装置、自动装置、远动装置等二次设备利用微机技术进行功能组合，实现对整个变电站的数据采集、运行监视、测量控制协调、以及远方通信和自身诊断，其主要特征是功能综合化、结构微机化、安装分布化、操作监视屏幕化、运行管理智能化。在变电站配置自动化设备的基础上，逐步实现无人值班，这是整个电网发展的趋势。通过建设变电站自动化系统和无人值班，不仅可以减少人为失误、降低出错率、增强设备运行的可靠性、简化生产管理环节，还可以提高整个电网的技术水平和降低造价，并为保证电网的安全经济运行提供重要基础技术手段。
县级电网变电站自动化建设与改造应本着经济、实用、稳定、可靠的原则, 根据具体情况选择合适的变电站自动化装置。变电站采用全户外布置，不适宜永久建站的区域可建设户外35kV台区变电站。现有变电站应逐步改造为无人值班变电站。对于新建的主要变电站，主变应采用有载调压、S11及以上节能型变压器，110kV主变压器容量主变压器容以3×50兆伏安为宜，35kV主变压器容量采用3×50兆伏安为宜，采用二次监控与保护装置采用综合自动化装置，主变部分集中组屏，出线部分则分散安装到各开关柜上，既节约投资又降低施工难度。变电站通讯方式优先采用光纤通讯，110kV光纤通道宜采用复合地线光纤(OPGW)，35kV光纤通道宜采用自承式光纤(ADSS)或复合相线光纤(OPPC)。有条件时可按照Q/GDW 383试点建设智能化变电站。
4.5 多措并举，降低电网损耗
4.5.1注重科技创新，不断提高电网科技含量，提升农电信息化、生产自动化和营销现代化水平。电网改造要适度推进电网智能化建设，重点开展新能源分散接入、配电自动化、农村用电信息采集等试点建设。
4.5.2注重电力网的合理运行电压。电力网的运行电压对电力网中元件的空载损耗均有影响，一般在35kV及以上供电网络中，提高运行电压1%，可降损1.2%左右。提高电网电压水平，主要是搞好全网的无功平衡工作，其中包括提高发电机端口电压，提高用户功率因数，采用无功补偿装置等。在无功平衡的前提下调整变压器的分接头。在10kV配电网中，由于空载损耗约占总损耗的50%～80%，特别是在深夜时，因负荷低，则空载损耗的比例更大，所以应根据用户对电压偏移的要求，适当降低电压运行。对于低压电网其空载损耗很少，宜提高运行电压。由此可见，在电网运行中，大量采用有载调压设备可以在不同的负荷情况下合理地调整电网的运行电压。
4.5.3完善电网结构。电网结构对线损的形成具有重要影响，在电网的规划建设与改造过程中，要充分考虑对线损的影响。一是电源应设在负荷中心，线路由电网向周围辐射。二是缩小供电半径，避免近电远供和迂回供电，根据县级电网负荷密度和实际分布状况合理选择电源点和走线，科学配置配变容量，尽量缩短供电半径，一般中压线路供电半径：城镇不宜超过4千米，乡村不宜超过15千米;低压线路供电半径：城镇不宜超过250米,乡村不宜超过500米。三是合理选择导线截面。导线截面积与电能损耗成反比关系，增加导线截面会降低导线电阻，减少电能损耗和线路压降。中压线路主干线宜采用绝缘240㎜2;分支线宜采用绝缘185㎜2、120㎜2，最终成为主干网互连线路的分支线宜选用绝缘240㎜2;县城区和工业区周边的线路可用裸导线。重要乡镇和农业区导线型式和截面：主干线宜采用185㎜2、120㎜2，分支线宜采用95㎜2。重要乡镇的主干线也可选用绝缘线。
4.5.4选择节能型配电变压器，并合理选择容量。配电变压器应按照“密布点、短半径”的原则进行布置，为降低不变损耗，优先选用S11型及以上节能配电变压器，负荷变化较大时可采用非晶合金变压器。安装在高层建筑、地下室及有特殊防火要求的配电变压器应采用干式变压器。为保证电压质量，降低变压器铁耗，低压配电变压器要按照负荷的季节性变化，及时调整分接开关，提高配电变压器的负荷率。
4.5.5平衡三相负荷。负荷峰谷差大，在供电量相同的情况下线损就大。变压器的三相负荷不平衡时，特别是低压网络，既影响变压器的安全运行又增加线损。适时了解配变三相负荷情况，及时调整三相负荷平衡，不平衡率以不超过10%为宜，大力减小中性线不平衡电流。
4.5.6合理进行无功补偿。无功补偿要按照“全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡”的原则，实现集中补偿与分散补偿相结合，尽量减少无功电流在设备和线路上的穿越。35kV主变集中补偿主变容量的10%～20%;10kV配电线路上视负荷大小采用分散补偿;10kV配变采用随器补偿，一般补偿容量为变压器容量的15%左右;大型电动机采用随机补偿，就地平衡，具体补偿容量视电动机而定。一般感应式电动机需补偿50%左右。用户电动机功率大于5千瓦，要加装随机无功补偿装置，对特殊用户应根据实际功率因数大小、无功的分布情况，采用线路、配变相结合的补偿办法。无功优化补偿应选用技术先进、实用可靠的无功补偿设备。根据无功补偿设备性价比及综合能效，选用具有动态平滑调节等功能的无功补偿设备，提高电压无功综合治理水平，最终使补偿后配变负荷功率因数达到0.9～0.95。
4.5.7逐步建设20的配电网。在负载功率不变的条件下，提高线路电压，线路电流会相应减少，线路损失会随之降低。负载容量较大，离电源点较远宜采用较高电压等级的供电方式。随着经济的发展，生活、生产的用电需求日益增加，负荷的密度随之增大，10kV配电网的容载比越来越低，而 20配电系统的技术经济性对于负荷密度较高的地区20配电系统具有更大的优势。其供电质量高，供电半径大，同等容量的情况下变电所占地面积小。虽然基本建设费用稍高于10kV系统，但运行总体经济性更佳。kVkVkV电压等级
4.5.7采用新技术新工艺。确保改造后十至十五年内不落后，如采用低压无功综合自动补偿箱，不仅具有计量功能，还将自动温控、配电综合测控、浪涌保护、无功补偿等功能集于一体，箱体绝缘、防腐性能也大为提高，功能十分完备并且操作方便;低压进户线搭接采用穿刺线夹新工艺，提高低压线路的可靠性;农村用户采用新型终端箱，该终端箱不仅具有漏电保护的功能，还增加过电压保护功能，有效地避免雷击、零线断引起电压偏移等过电压对用户用电带来的危害等。
4.5.8 加强需求侧管理，建立负荷监控制度。对于出现大起大落的异常用电量用户，要及时收集负荷和电网基础资料及变动资料，进行全方位用电稽查，根据实际情况进行分析处理，全面对计量装置作相应改变。另外对于季节性、临时性用电的设施，也要适时地送、停，防止空载运行，以减少不必要的线损、变损。
4.5.9计量装置管理要到位。电力计量是线损管理的核心部位积，对供电企业来说，计量装置失去准确性，或者是窃电者蓄意做了手脚，都会给企业带来巨大的损失，导致线损的增高。对于计量装置的管理要慎之又慎，采取集权管理为上策。极推行“一户一表”，对国家明令淘汰的电能表应全部更换，优先考虑使用智能电能表，定期检查电能表和互感器，消灭错接线、错倍率现象。
4.6 电网改造中应的问题
为了加快县级电网的发展速度，提高供电可靠性，提升技术水平，需要注意以下几个方面：
4.6.1对电网进行合理、科学的长远规划，正确认识供电可靠性的重要性。电网结构复杂而且薄弱的主要原因是规划不到位。新建变电所常常不久就开始增容扩建,或是长期达不到预期负荷。变电站的设计通常采用双电源和双主变,而忽视了线路的供电可靠性。往往我们只重电网建设,轻可靠管理，不能正确认识供电可靠性工作的重大意义,不能有效贯彻落实可靠性管理的各项制度、规程。
4.6.2提高变电站一次装备智能化技术水平。在智能化变电站设计、设备选型、安装和调试中积极积累经验，以便用于今后的新建和改造工程中。
4.6.3结合配电网络建设和改造，有步骤开展配电自动化系统的建设。在建设配电网时要注重实用功能，注意一次电网的条件，应在配电网络较为健全，今后网络变动较小的区域先行开展;在设备造型和功能定位上要按全寿命周期的观点，充分考虑投运后的运行和维护成本，使配电自动化系统投入运行后，在其全寿命周期内作用最大化。
4.6.4适时建设的新一代智能调度技术支持系统，提高调度信息化、数字化、自动化、互动化水平，为今后的智能电网安全优质经济运行提供坚强的技术支撑。
4.6.5建立集调度自动化功能与配电自动化功能于一体的调配一体化自动化系统。
作为我国五级电网中最基层的县级电网，有着广阔的发展前景。我国农村目前用电水平较低，发展空间和潜力巨大。随着经济的持续稳定发展，农村居民整体摆脱贫困，部分农民过上小康生活，收入和生活水平的提高势必会促进用电水平的提高。随着农村小城镇化建设，大批农民集中居住，从平房搬进楼房，电力设施等进一步完善。随着农网改造和农电体制改革的深化，为农电发展创造了良好的条件。因此，县级电网具有非常广阔的发展前景。
5 结束语
当前，我国社会经济发展平稳，加上政策、资金支持，这些都为县级电网的建设与发展创造了良好的大环境。县级电力部门应有所为，只要我们能够考虑县级电网的现状和特点，采取切实可行的技术手段，加强电网及其自动化系统的规划与建设，建设好坚强电网，并逐步向智能电网迈进，就能实现县级能源资源优化配置，提高资源利用效率，提高供电可靠性和电能质量，完善社会用户的增值服务，为经济社会全面、协调、可持续发展作出应有的贡献。
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